陈钦伟1,张继刚2,杨 阳3,杨中娜3,冯电稳3,4,李振坤2

[1.中海石油(中国)有限公司 天津分公司,天津 300459;2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司,天津 300452; 3.中海石油(天津)管道工程技术有限公司,天津 300452;4.天津北海油人力资源咨询服务公司,天津 300452]

摘 要:在某注水井油管起出井下管柱作业过程中发现其存在穿孔。采用宏观观察、化学成分 分析、硬度测试、金相检验、力学性能测试、附着物分析、结垢预测及细菌检测、能谱分析、腐蚀模拟 试验等方法,分析了油管穿孔的原因。结果表明:油管受到井下工况环境与注入水介质成分的影 响,在其内壁形成并附着了 CaCO3,BaSO4 等垢层,形成了垢下腐蚀环境;在 Cl - 、还原菌的双重作 用下,局部敏感区域的垢下腐蚀不断加剧,最终导致该油管发生了腐蚀穿孔。

关键词:井下管柱;腐蚀穿孔;腐蚀模拟试验;垢下腐蚀

中图分类号:TG178;TG115.5 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)09-0066-05

某 注 水 井 在 进 行 换 管 柱 作 业 前 日 配 注 量 为 1080m 3,井口压力为14.3 MPa,套压为8 MPa,日 注水量为 540 m 3,注水方式为海水 + 生产污水混 注,管柱采用88.9mm(外径)的 N80油管,油管采 用的是淬火+回火处理工艺。2020年3月,该井在 起出管柱过程中,发现井下深度3341m 处油管存 在穿孔现象。为查明该油管发生穿孔的原因,对该 穿孔油管进行理化检验及分析,并为预防后续管柱 发生类似问题制定了有效的措施。

1 理化检验

1.1 宏观观察

从现场共回收油管2根,分别标号为1 # ,2 # , 其中1 # 油管未发现穿孔失效,为对比样管,位于井 下深度 3350m 处;2 # 油管为穿孔失效管,位于井 下深度3341m 处,两根油管处于同一个注水层位。 观察1 # ,2 # 油管外壁,发现1 # 油管外壁无明显 附着物及腐蚀缺陷[1-2],2 # 油管外壁无明显附着物,除2处穿孔位置外,油管外壁其余表面均未发现明 显的腐蚀缺陷,外壁穿孔部位平整(见图1)。 沿轴向对 1 # ,2 # 油 管 进 行 纵 向 解 剖,观 察 其 内壁形貌,1 # ,2 # 油管内壁形貌相似,均存在一层 附着物且内壁多处有明显局部腐蚀坑,1 # 油管内 壁某些位置 虽 然 未 发 生 穿 孔,但 局 部 腐 蚀 已 非 常 严重,壁厚减少约90%以上[见图2a),2b)]。2 # 油管穿孔位 置 的 内 壁 附 着 物 明 显,穿 孔 为 局 部 腐 蚀加深所致,附 近 其 他 位 置 也 发 现 多 处 局 部 腐 蚀 坑[见图2c),2d)]。

1.2 化学成分分析

采用直读光谱仪对1 # ,2 # 油管进行化学成分 分析,结果如表1所示。可见1 # ,2 # 油管的化学成 分 均 满 足 API SPEC 5CT—2018 Casing and Tubing 对 N80钢的要求。

1.3 硬度测试

采用 R574型洛氏硬度试验机对1 # ,2 # 油管进 行硬度测试,测试位置如图3所示,测试结果如表2 所示,由 表 2 可 知:1 # ,2 # 油 管 的 硬 度 未 见 明 显 差异。

1.4 金相检验

对1 # ,2 # 油管分别取样,采用 ZEISSObserver A1m 型光学倒置显微镜进行金相检验,可见1 # ,2 # 油管基体组织均为回火索氏体(见图4),其中1 # 油 管存在 B类和 D 类夹杂物,2 # 油管存在 D 类夹杂 物,最大直径为20.37μm(见表3和图5)。

1.5 力学性能测试

采用ZWICKZ600 型双立柱万能材料试验机 对1 # ,2 # 油管进行拉伸试验,结果如表4所示,可 见1 # ,2 # 油管的屈服强度、抗拉强度及断后伸长率 均满足 APISPEC5CT—2018 对 N80钢的要求。

采用 PSW750型摆锤冲击试验机及 CST-50型 冲击试样缺口投影仪对1 # ,2 # 油管进行冲击试验, 冲击试样加工尺寸为55mm×10mm×3.3mm(长 ×宽×高),缺口类型为 V 型,刀刃半径为8 mm,试验温度为0 ℃,冲击试验结果如表5所示,可见 1 # ,2 # 油管的冲击性 能 均 满 足 APISPEC5CT— 2018对 N80钢的要求。

1.6 附着物分析

分别选取1 # ,2 # 油管内壁附着物进行成分分 析。将试样经石油醚+酒精溶解、除油、过滤、干燥 处理后,进行 X射线衍射(XRD)测试,扫描角度2θ 为 3° ~ 80°,采 样 步 宽 为 0.02°,波 长 λ 为 1.54056nm,分析结果如图6,7所示。 XRD 分析 结 果 表 明:1 # 油 管 内 壁 附 着 物 主 要为 FeCO3,CaCO3,CaAl2Si2O8,2 # 油 管 内 壁 附 着物主 要 为 FeCO3,CaSO4,CaAl2Si2O8 等,推 测 FeCO3 应 为 内 壁 腐 蚀 产 物,CaCO3,CaSO4 应 为 结垢物,而硅铝酸盐 类 物 质 的 存 在 应 为 地 层 中 返 砂所致。

1.7 结垢预测及细菌检测

采用 SY/T0600—2009 《油 田 水 结 垢 趋 势 预 测》中 的 方 法,对 该 井 注 入 水 分 别 开 展 CaCO3, CaSO4,BaSO4,SrSO4 的结垢趋势预测,结果如表6 所示。由表6可知:注入水存在 CaCO3,CaSO4 结 垢趋势,该结果与 XRD分析结果相符。

经 检 测,水 样 pH 为 7.8,采 用 SY/T0532— 2012《油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法》中细 菌的测试计算方法,得出该水样存在一定量的硫酸 盐还原菌(SRB)、无腐生菌(TGB)与铁细菌(FB), 其中SRB的检出数量为130个/mL。

1.8 能谱分析

选取2 # 油管内壁某一腐蚀坑进行能谱分析,从 内向外依次在油管内壁基体、内壁附着物、内壁最外 层沉积物进行取点分析,分析位置如图8所示。由 能谱分析结果可知:油管基体主要含有 C,O,Mn, Fe等元素;内壁附着物主要含有 Fe,C,O,Cl等元 素,且 Cl元素含量(质量分数,下同)比较高,会加剧 腐蚀的发生;内壁最外层沉积物主要含有 Fe,C,O, Si,Al,Ca等元素。

1.9 腐蚀模拟试验

为进一步研究注入水中结垢物对管材腐蚀程度 的影响,设计两组腐蚀模拟试验,分别定义为 A 组、 B组,其中 A 组不加入油管内壁附着物,B 组加入 70g内壁附着物,试验条件为模拟井下实际使用工 况条件,温度为65 ℃,压力为15 MPa,环境气体为 N2,流速为1 m/s,试验时间为7d,试验水质为注 入水。 挂片试 样 取 自 油 管 管 体,分 别 用 320 号、600 号、800号和1200号砂纸逐级打磨,将试样清洗、除 油、冷风吹干后测量其尺寸和质量,再将试样相互绝 缘地安装在特制的试验架上,放入高压釜内的腐蚀 介质环境中。试验结束后,将试样放入由1L 稀盐 酸、20g三氧化二锑及50g氧化亚锡配制的酸洗溶 液中剧烈搅拌,直至腐蚀产物被清除。将酸洗后的 试样进行冲洗、中和处理,再冲洗、脱水后,用电子天 平称其质量,并进行结果计算。试样平均腐蚀速率 Vcorr 的计算方法为 Vcorr = 8.76×10 4 × (m -mt) S1·t·ρ (1) 式中:Vcorr 为平均腐蚀速率;m 为试验前试样质量; mt 为试验后试样质量;S1 为试样的总面积;t为试 验时间;ρ为试样材料的密度。 最大点蚀速率Vt 的计算方法为 Vt = 8.76× t 10 3 ×ht (2) 式中:ht 为试验后试样表面最大点蚀深度。 试验结果显示:A 组试样表面均被一层灰黑色 物质覆盖,经能谱分析可知其主要含有 C,O,Fe,Ca 等元素,推测其中较高含量的 Ca元素来源于水质 结垢,说明水质的结垢沉积速率较快。进一步观察 试样表面,未见明显点蚀坑,整体呈现均匀腐蚀特征 [见图9a)]。将试样酸洗并中和后,称其质量并计 算其腐蚀速率,结果如表7所示。根据标准 Q/HS 2064—2011《海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制 及效果评价要求》中对碳钢材料的腐蚀程度的划分, 可知注入水环境下,A 组试样的平均腐蚀程度为中 度腐蚀。

与 A 组试样相比,B 组试样均呈现点蚀特征, 且试样 表 面 的 附 着 物 较 多。参 照 GB/T18590— 2001《金属和合金的腐蚀 点蚀评定方法》,采用显 微镜观察试样表面点蚀分布情况并计算点蚀密度, 测量点蚀深度,计算腐蚀速率,结果如表7所示。根 据标准 Q/HS2064—2011要求中对碳钢材料的腐 蚀程度的划分,可知结垢物存在的环境下,B组试样 的最大点蚀速率均为严重腐蚀。

2 综合分析

油管的化学成分、硬度、拉伸性能、冲击性能均满 足 APISPEC5CT—2018的要求,排除由于材料问题 引起的腐蚀失效。根据宏观形貌来看,油管外壁光 滑,无明显附着物,内壁附着有较厚的垢层,垢层下可 见局部腐蚀坑,腐蚀坑为由内向外扩展,说明该油管 穿孔是内腐蚀导致的,且具备垢下腐蚀特征。内壁附 着物主要为 FeCO3,CaCO3,CaAl2Si2O8,判断其主要 来源于CO2 腐蚀产物、CaCO3 结垢物、地层物质。根 据水质分析可知:注入水存在 CaCO3,CaSO4 结垢趋 势,与垢样分析结果相匹配,细菌检测可见少量SRB, 会对局部腐蚀产生一定的加速作用。高温、高压腐蚀 模拟试验显示,当试样表面附着有结垢物时,会产生 严重的点蚀,这也进一步验证了油管垢下腐蚀这一结 论。该油管在长期服役过程中,受到井下工况环境与 注入水 介 质 成 分 的 影 响,油 管 内 壁 形 成 并 附 着 了 CaCO3,BaSO4 等垢层,随着油管服役时间的延长,垢 层厚度逐渐增加,最终形成了垢下腐蚀环境[3-5]。 在垢下腐蚀环境下,氧浓差电池形成,阳离子向 富氧区的阴极富集,阴离子(如 Cl - )向贫氧区的阳 极富集,Cl - 在腐蚀膜局部富集并引起点蚀,进而破 坏腐蚀膜,从而加速了油管的局部敏感区域腐蚀。 另外,水质中含有 SRB,垢下环境有利于细菌的滋 生,微生物腐蚀[6-10]也会加剧腐蚀的发生。

3 结论及建议

油管受井下工况环境与注入水介质成分的影响, 内壁形成并附着了 CaCO3,BaSO4 等垢层,形成垢下 腐蚀。在Cl - 和SRB的双重作用下,局部敏感区域的 垢下腐蚀不断加剧,最终导致油管发生了腐蚀穿孔。 建议 定 期 对 水 质 进 行 细 菌 检 测,包 括 SRB, TGB,FB细菌等,若水质中细菌含量较高,可以在 注水管柱系统中投加化学杀菌剂。定期对油管清洗 除垢或者及时加入阻垢剂,减少沉积物环境在特殊 位置的留存时间,降低垢下腐蚀风险。建议井下管 柱特殊位置选用耐腐蚀的管材。

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